DM FER 2 – Osservazioni Elettricità Futura allo schema di decreto

Elettricità Futura ha trasmesso al MiTE le proprie osservazioni sullo schema di decreto FER 2, che contiene previsioni per l’incentivazione delle fonti rinnovabili innovative o con costi di generazione elevati

In generale, l’Associazione ritiene che il DM FER 2, atteso da quasi tre anni e che traguarda una programmazione per il periodo 2022-2026, debba essere maggiormente ambizioso in termini non solo di contingenti e tariffe base, ma anche di tecnologie e categorie di intervento previste.

In primis Elettricità Futura reputa necessario che il DM FER 2 preveda non solo misure a sostegno di nuova capacità, ma anche per il mantenimento della capacità esistente, con particolare riferimento alle bioenergie. La valorizzazione di questi asset, favorendo interventi di ammodernamento e rifacimento, garantirebbe il mantenimento di significativi volumi di energia rinnovabile programmabile senza ulteriore consumo di suolo, con positive ricadute sia sull’adeguatezza del sistema elettrico, sia sulla sicurezza degli approvvigionamenti, con benefici ambientali innegabili.

Anche rispetto alle misure di sostegno per gli impianti di nuova realizzazione, il DM FER 2 dovrebbe essere maggiormente allineato alle previsioni dello stesso MiTE sul contributo della bioenergia al 2030 (Bioenergie +1,5 GW), con contingenti destinate a biomasse e biogas opportunamente ampliati e separati e con tariffe innalzate, in ragione delle differenze tra le tecnologie, taglie e strutture di costo di questi impianti.

In relazione alle tecnologie ammesse, Elettricità Futura ritiene che l’ambito di applicazione del decreto non possa essere ristretto all’eolico floating, ma debba ricomprendere anche l’offshore “tradizionale”, la cui tecnologia è in continua evoluzione. Ciò nell’ottica di accelerare il processo di transizione con impianti innovativi e a ridotto consumo di suolo.

Tra le fonti oggetto del decreto, Elettricità Futura ritiene che debba essere ricompreso anche il fotovoltaico offshore, mentre per il solare termodinamico andrebbe ipotizzata anche la promozione di assetti ibridi (solare CSP e CCGT). Dovrebbe essere considerata anche la tecnologia che consente lo sfruttamento della forza mareomotrice per la produzione di energia elettrica, ancora sperimentale e con un potenziale significativo di sviluppo.

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Premessa e quadro di riferimento

Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) ha fissato importanti obiettivi a livello nazionale di decarbonizzazione e penetrazione delle fonti rinnovabili al 2030, prevedendo la realizzazione di circa 40 GW di nuova capacità, che dovranno essere ulteriormente incrementati coerentemente con l’innalzamento dei target di riduzione delle emissioni climalteranti.

Il periodo di instabilità politica ed economica mondiale e la crisi energetica hanno portato l’Europa e Paesi come il nostro ad una riflessione sulle modalità per garantire la sicurezza del nostro approvvigionamento energetico.

È stato messo in evidenza come le fonti rinnovabili possano essere una delle soluzioni strutturali non solo per raggiungere un’economia a zero emissioni al 2050 ma anche per acquisire una maggiore indipendenza energetica nazionale.

In questo nuovo contesto, riteniamo che il cosiddetto DM FER 2, per l’incentivazione delle fonti rinnovabili innovative o con costi di generazione elevati, atteso da oltre due anni dagli operatori e che traguarda una programmazione per il periodo 2022-2026, debba essere maggiormente ambizioso in termini non solo di contingenti e tariffe base, ma anche di tecnologie e categorie di intervento previste.

In primis riteniamo necessario che questo decreto preveda non solo misure a sostegno di nuova capacità, ma anche per il mantenimento della capacità esistente.

Il comparto delle bioenergie in particolare è per lo più composto da centrali il cui attuale regime di incentivazione è destinato ad esaurirsi nel giro di pochi anni e la persistente mancata emanazione delle misure previste da oltre dieci anni[1] per garantire l’integrazione dei ricavi al termine della vita incentivata, porterà alla chiusura di decine di aziende, non più in grado di sostenere i costi di approvvigionamento della biomassa. La valorizzazione di questi asset favorendo interventi di ammodernamento e rifacimento garantirebbe il mantenimento di significativi volumi di energia rinnovabile programmabile senza ulteriore consumo di suolo, con positive ricadute sia sull’adeguatezza del sistema elettrico che sulla sicurezza degli approvvigionamenti, con benefici ambientali innegabili rispetto alla riapertura di centrali a fonti fossili a cui oggi il governo intende ricorrere. Giova poi ricordare tra l’altro che anche gli impianti a bioliquidi, per le loro caratteristiche di programmabilità e di fast-start, sono in grado di offrire una produzione di energia elettrica assolutamente stabile e prevedibile, inoltre, qualora siano in assetto cogenerativo, forniscono un ulteriore contributo che si ritiene decisivo nel processo di riduzione dalla dipendenza dal gas naturale

Anche rispetto alle misure di sostegno per gli impianti di nuova realizzazione, il decreto dovrebbe essere maggiormente allineato alle previsioni dello stesso Ministero della Transizione Ecologica sul contributo della bioenergia al 2030 (Bioenergie +1,5 GW)[2], con contingenti destinate a biomasse e biogas opportunamente ampliati e separati e con tariffe innalzate, in ragione delle differenze tra le tecnologie, taglie e strutture di costo di questi impianti.

In relazione alle tecnologie ammesse, in ottica di accelerazione del processo di transizione con impianti innovativi e a ridotto consumo di suolo, riteniamo che l’ambito di applicazione del decreto non possa essere ristretto all’eolico floating, ma debba ricomprendere anche l’offshore “tradizionale” (su pali infissi nel fondale, anche detto bottom fixed). Questa ultima tecnologia è infatti in continua evoluzione nei paesi del nord Europa in cui la risorsa eolica risulta evidentemente molto più abbondante rispetto a quella nel Mediterraneo, e considerati i costi di investimento uno schema di sostegno allo sviluppo di tale settore risulta di fondamentale importanza soprattutto in Italia al per rendere sostenibili le iniziative.

Tra le fonti oggetto del decreto dovrebbe inoltre essere ricompreso anche il fotovoltaico offshore.

In relazione al solare termodinamico andrebbe ipotizzata anche la promozione di assetti ibridi (solare CSP e CCGT) per sfruttare il vapore prodotto dall’impianto solare termodinamico per l’alimentazione di una turbina CCGT.

Andrebbe infine considerata la tecnologia che consente lo sfruttamento della forza mareomotrice per la produzione di energia elettrica, ancora sperimentale e con un potenziale significativo di sviluppo.

 

Riportiamo nel seguito alcune proposte puntuali, in ordine di articolo a cui sono riferite, che declinano quanto già sintetizzato in premessa ed integrano ulteriori aspetti che riteniamo possano essere migliorati.

                                                                                                                      

 

Proposte

1. Definizione della potenza di impianto (art.2, comma 2, lettera g))

L’attuale bozza di decreto prevede che per potenza di impianto si intenda la somma delle potenze elettriche nominali degli alternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso.

Suggeriamo di specificare che per gli impianti geotermici a zero emissioni, in considerazione degli elevati autoconsumi necessari a raggiungere l’obiettivo di emissioni di processo nulle, la potenza da considerare sia quella che l’impianto è in grado di immettere istantaneamente in rete in condizioni nominali di progetto ed indicata nella documentazione progettuale autorizzativa (potenza netta di design).

Suggeriamo inoltre di specificare che per gli impianto eolici offshore la potenza la potenza è la somma

delle potenze nominali dei singoli aerogeneratori che compongono l’impianto, come definite ai sensi della normativa CEI EN 61400 e così come già indicato per gli impianti eolici onshore dal DM 23 giugno 2016, in quanto è quella a cui si fa riferimento nel corso dell’iter autorizzativo dell’impianto.

2. Requisiti per la partecipazione alle procedure competitive (art. 3, comma 1)

L’attuale bozza di decreto prevede possano accedere alle procedure competitive impianti a fonti rinnovabili che rispettano alcuni specifici requisiti di tecnologia e dimensionali.

Per i nuovi impianti a biogas e biomasse solide è prevista la partecipazione ai soli impiantì con potenza nominale non superiore a 300 kW elettrici.

Come noto, biogas e biomasse solide sono caratterizzati da applicazioni tecnologiche e configurazione di impianto molto diverse e per tale ragione non riteniamo tecnicamente corretto la loro equiparazione in termini di potenze elettriche. Dal biogas, infatti, deriva principalmente alla produzione di biometano, utilizzato principalmente nei trasporti e negli usi termici mentre la biomassa può, invece, essere convertita in energia (termica ed elettrica) utilizzabile sia in loco che immessa in rete.

Suggeriamo pertanto di individuare due distinte categorie, una dedicata agli impianti a biogas, innalzando il limite dimensionale previsto a 1.000 kW e una dedicata agli impianti a biomasse solide per i quali sarebbe opportuno valutare una potenza non superiore a 5.000 kW.

Tali valori di potenza per gli impianti a biogas e a biomassa solida appaiono maggiormente in linea con gli impianti più efficienti disponibili sul mercato, considerato lo stato della tecnica e i costi €/kWe, per i quali vi è maggiore potenziale di sviluppo (es. per impianti a biomassa legato alle installazioni nei teleriscaldamenti e nei processi industriali).

Per gli impianti eolici offshore è inoltre prevista la partecipazione per la sola tecnologia floating. Suggeriamo in ottica di necessario sviluppo di nuova capacità eolica, sempre più urgente anche alla luce della crisi energetica in atto, di eliminare tale vincolo tecnologico, estendendo l’applicazione del decreto a tutte le tipologie di impianti eolici offshore.

A tali tecnologie andrebbe poi affiancato anche il FV offshore che può essere annoverato trai i progetti innovativi che ha oggi costi di sviluppo elevati e dunque necessità di sostegno allo sviluppo.

3. Fideiussioni (art. 3, comma 3)

L’attuale bozza di decreto non prevede tra i requisiti la presentazione di garanzie. Suggeriamo di introdurre anche in questo decreto dei requisiti di garanzia finanziaria, come ad esempio una fideiussione in percentuale del costo d’investimento, in linea con quanto previsto dal DM FER 4/7/2019, ma rivedendo al ribasso le percentuali rispetto al costo di investimento in considerazione dei più elevati costi di investimento dettati dall’innovatività delle tecnologie oggetto del presente decreto.

4. Divieto avvio dei lavori (art. 3, comma 4)

L’attuale bozza di decreto prevede che non sia consentito l’accesso agli incentivi per impianti che abbiano avviato i lavori di realizzazione prima di aver presentato istanza di partecipazione alle procedure competitive. Riteniamo tale previsione particolarmente penalizzante, alla luce della disposizione introdotta alla L. 145/2018 (art. 1, comma 954) che ha esteso la possibilità di accesso agli incentivi, secondo le procedure, le modalità e le tariffe del D.M. 23/06/2016, per taluni impianti a biogas, fino all’adozione del decreto in discussione.

Suggeriamo pertanto venga introdotta una norma di transizione e raccordo per i soggetti che hanno avviato i lavori ai sensi di quanto previsto dalla L.145/2018, permettendo loro di chiuderli in un periodo superiore ai 45 giorni previsti, pari ad almeno 6 mesi ed una formale esclusione dell’applicazione del divieto di avvio dei lavori nel caso di superamento di tale periodo.

5. Floor per le offerte di riduzione (art. 4, comma 3)

L’attuale bozza di decreto prevede che i soggetti richiedenti debbano offrire una riduzione percentuale sulla tariffa di riferimento non inferiore al 2%. Suggeriamo, in linea con quanto disposto dal DM 4/7/2019 di introdurre anche un floor all’offerta di riduzione non superiore al 70% della tariffa base.

6. Decalage automatico 3% (art. 4, comma 4)

L’attuale bozza di decreto prevede che le tariffe poste a base d’asta di cui all’Allegato 1 siano ridotte del 3% all’anno a partire dal 2023. Riteniamo tale previsione di décalage a priori fin troppo penalizzante, tenuto

conto dei ritardi che già oggi caratterizzano le procedure autorizzative, che in caso di tecnologie innovative potrebbero essere addirittura maggiori.

Proponiamo pertanto che la necessità di riduzione delle tariffe sia valutata volta per volta, in base all’effettivo bisogno di adeguamento delle stesse in base ai costi delle tecnologie e delle materie prime per la prima volta dopo 3 anni dall’entrata in vigore della norma, in base al monitoraggio già previsto all’interno della bozza di decreto al successivo art. 13, comma 2. Sottolineiamo inoltre come sia più opportuno valutare questo aspetto per ciascuna tecnologia perché per tecnologie matura (quali biomasse, biogas, geo) i costi non beneficeranno di evoluzione tecnologica.

In subordine suggeriamo di limitare la riduzione dal 3% all’1% all’anno. In ogni caso il decalage andrebbe applicato in seguito allo svolgimento della prima procedura dal momento che non per tutte le tecnologie è prevista una procedura ogni anno.

7. Contingenti di potenza complessiva per impianti a biomassa (art. 4, comma 5)

L’attuale bozza di decreto prevede un unico contingente di potenza per biogas e biomasse solide di potenza nominale non superiore a 300 kW elettrici pari a 100 MW per l’intero periodo 2022-2026. Suggeriamo, in linea con la precedente Proposta n.2, di separare tali tipologie di impianto, dedicando almeno un ulteriore contingente 600 MW alle biomasse solide. Tale capacità risulta infatti in continuità con i tassi di crescita previsti nel DM 2012, che prevedeva contingenti con un orizzonte temporale 2013-2016, estesi al 2026.

L’attuale bozza di decreto prevede inoltre un contingente di potenza per i rifacimenti del solo geotermico tradizionale con innovazioni. Suggeriamo di introdurre espressamente un contingente per i rifacimenti di impianti a biomassa solida, di qualunque potenza, pari ad almeno 100 MW per il periodo 2022-2026. Come anticipato in premessa tale misura permetterebbe agli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da biomasse di contribuire in modo rilevante agli obiettivi del presente Decreto, scongiurando il rischio di una progressiva dismissione di centrali ancora in condizioni efficienti di esercizio, capaci di fornire energia rinnovabile, pregiata, programmabile e in grado di garantire positive ricadute sull’intero Paese.

8. Contingenti di potenza complessiva per solare termodinamico (art. 4, comma 5)

L’attuale bozza di decreto prevede due distinti contingente di potenza per il solare termodinamico di piccola e media taglia. In continuità con quanto suggerito per il biogas nella Proposta n.2, proponiamo di innalzare il limite soglia del solare termodinamico di media taglia a 1.000 kW, assegnando un contingente dedicato alla piccola taglia pari ad almeno 25 MW, al fine di fornire un segnale forte agli operatori che spinga allo sviluppo della tecnologia.   

9. Contingenti di potenza complessiva per eolico offshore (art. 4, comma 5)

L’attuale bozza di decreto prevede un unico contingente di potenza per eolico offshore floating pari a 3.500MW. Considerando la necessità di diversificazione delle fonti di approvvigionamento, oggi sempre più urgente, e tenendo in considerazione che a fine 2021 le richieste di connessione in alta tensione presentate a Terna erano pari a 22GW per il solo eolico offshore, riteniamo auspicabile un aumento del contingente messo a disposizione assegnando almeno ulteriori 10.000MW.

Proponiamo inoltre di includere una nuova categoria di impianto eolico offshore a tecnologia tradizionale (con pali infissi o bottom fixed) con tariffe leggermente inferiori a quelle previste per eolico offshore floating, e con un contingente al massimo pari ad un terzo di quello disponibile. Sarebbe inoltre opportuno introdurre un meccanismo che permetta la traslazione tra i due contingenti (fixed bottom verso il floating e viceversa) nel caso in cui le richieste di uno risultassero inferiori al contingente disponibile e quelle dell’altro contingente eccedenti; la traslazione potrebbe essere limitata a non oltre il 50% di ciascun contingente disponibile. 

 

10. Contingenti di potenza complessiva per geotermia (art. 4, comma 5)

L’attuale bozza di decreto prevede un unico contingente di potenza per il geotermico tradizionale con innovazioni e per il geotermico a emissioni nulle pari a 140 MW. Suggeriamo di separare i due contingenti e prevedere un aumento degli stessi, considerando l’orizzonte temporale 2022-2026, fino ad una potenza complessiva di 200 MW, di cui 100 MW per il geotermico ad emissioni nulle e 100 MW per il geotermico tradizionale con innovazioni.

11. Contingenti di potenza complessiva per FV offshore (art. 4, comma 5)

Andrebbe introdotta una specifica procedura per il FV offshore con dedicato.

12. Date per lo svolgimento delle procedure (art. 4, comma 6)

L’attuale bozza di decreto non prevede un calendario delle procedure ma solo la previsione di un numero minimo di procedure l’anno, senza ulteriori dettagli.  

Suggeriamo venga introdotto espressamente un calendario procedure, prevedendone almeno tre all’anno, con la suddivisione del contingente all'interno delle procedure, e vengano definite le tempistiche del periodo di presentazione delle richieste e di pubblicazione delle graduatorie da parte del GSE.

In subordine suggeriamo venga definito con maggior dettaglio il perimetro all'interno del quali deve operare il GSE per la definizione delle regole operative di cui all'art. 10 della bozza di decreto.

13. Criteri di selezione dei progetti e ammissione agli incentivi (art. 5)

L’attuale bozza di decreto prevede che il GSE formi una graduatoria a partire dal ribasso percentualmente offerto rispetto alla tariffa di riferimento, applicando solo in seconda battuta, a parità di ribasso ulteriori criteri di priorità, tra i quali quello riferito ad impianti realizzati nelle aree identificate come idonee (come previsto all’art.20 del D.Lgs. 199/2021).

In merito ai criteri di priorità applicati dal GSE nel caso in cui le istanze di partecipazione comportino il superamento del contingente messo a disposizione per la singola procedura, riteniamo che il criterio di anteriorità della data ultima di completamento della domanda debba essere riconsiderato perché potenzialmente non coerente con l’obiettivo di destinazione della misura, principalmente rivolta, nel caso dell’eolico, a grandi progetti.

Inoltre, segnaliamo come, la previsione del criterio di priorità per impianti su aree idonee – la cui completa individuazione potrebbe avvenire a 12 mesi dall’entrata in vigore del D.Lgs. 199/2021, quindi a dicembre 2022 - sia di fatto incoerente con le tempistiche delle procedure previste dal presente decreto. Andrebbe inoltre fatto un distinguo per l'offshore, indicando che tale criterio potrà essere applicato solo quando le aree idonee saranno individuate dal recepimento del Piano di Gestione dello spazio marittimo. 

 

14. Valutazione accelerata dei progetti di grandi dimensioni (art.6)

L’attuale bozza di decreto prevede la possibilità, per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, di attivare una procedura accelerata di valutazione dei progetti, che coinvolge da subito il GSE.  

Il comma 2 cita la sola “autorizzazione unica”, mentre suggeriamo di specificare che la procedura accelerata sia valida per tutti i tipi di autorizzazione. Sul punto inoltre chiediamo di introdurre nella procedura prevista la possibilità di integrare in una seconda fase la documentazione presentata al GSE nel caso, ad esempio, di documentazione ritenuta incompleta o non sufficiente.

Il comma 3 inoltre dispone che entro 30 giorni dalla data “di rilascio del provvedimento di autorizzazione”, il GSE rilascia una qualifica di idoneità alla richiesta di incentivi. Chiediamo conferma che nello spirito dell’articolo si debba intendere invece “dalla richiesta del proponente”.

Chiediamo di chiarire in che modo l'accesso alle procedure competitive di cui all’art. 3 camme 2 si coniughino con le procedure accelerate di cui all'art.6, ovvero fornire delucidazioni in merito alla possibilità di partecipare al bando con una delibera di VIA ed in che fase del procedimento autorizzativo sia possibile effettivamente partecipare.

Suggeriamo infine, per garantire che i progetti presentati abbiano la possibilità di connessione alla rete, di inserire come requisito, anche in caso di “procedura accelerata”, ottenimento del preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva.

15. Tempi massimi per la realizzazione degli interventi (art. 7)

L’attuale bozza di decreto prevede tempistiche massime di realizzazione per diverse tipologie di impianto e di intervento, decorsi i quali si applicano delle decurtazioni della tariffa spettante.

Per gli impianti eolici offshore le tempistiche di realizzazione non sembrano realistiche, tenendo conto delle criticità legate alla posa dei cavidotti a mare, ai tempi di ingegnerizzazione e fabbricazione della tecnologia (sia della componente eolica che di quella flottante) e alla realizzazione delle opere preliminari al cantiere a mare (porti, rete viaria, opere di connessione a terra, etc).  

Suggeriamo pertanto di innalzare ad almeno 60 mesi le tempistiche per la realizzazione di tali impiantì, segnalando al contempo la necessità di decurtare da tale periodo eventuali ritardi nella connessione da parte del gestore di rete, non imputabili all’operatore.

Per la geotermica di nuova realizzazione la bozza prevede un termine che va dai 51  ai 60 mesi. Il rispetto della suddetta tempistica risulta particolarmente critico poiché la risorsa non è disponibile in superficie e necessita di una serie di perforazioni profonde  necessarie per il suo reperimento e il cui esito è dirimente ai fini della decisione di procedere con l’investimento relativo alla costruzione della centrale geotermoelettrica. La fase di perforazione presenta peraltro, oltre al noto rischio minerario, una serie di rischi operativi e gestionali certamente non trascurabili, tali da non permettere agli operatori di stimarne in modo affidabile la durata né valutare il momento temporale in corrispondenza del quale, in seguito al reperimento di fluido in quantità e qualità sufficiente, poter procedere con l’ordine e con la costruzione della centrale. Per quest’ultima, di contro, sono invece definibili e stimabili a priori le tempistiche di realizzazione (tipicamente 24 - 36 mesi dall’ordine).

Suggeriamo pertanto, anche in considerazione della possibilità di accedere alle graduatorie con il provvedimento di VIA, di prevedere per i nuovi progetti geotermici tempi per la messa in esercizio degli impianti pari ad almeno 75 mesi.

In considerazione poi della natura capital intensive e dell'elevato profilo di rischio della fonte geotermica, suggeriamo che nei termini per la messa in esercizio siano decurtate le tempistiche connesse a ricorsi amministrativi relativi ai titoli autorizzativi a far data dall'impugnazione sino alla sentenza.

L’attuale bozza di decreto inoltre non prevede espressamente le tempistiche massime per la realizzazione degli interventi di rifacimento. Suggeriamo una modifica che includa i tempi massimi di rifacimento per impianti geotermici tradizionale con innovazioni, pari ad almeno 51 mesi, e per la realizzazione dei lavori di rifacimento su impianti a biomassa, pari ad almeno 31 mesi.

16. Energia incentivata (art. 9, comma 1, lettera b))

L’attuale bozza di decreto prevede che per gli impianti di potenza superiore a 250 kW, l’energia elettrica prodotta resti nella disponibilità del produttore.

Chiediamo venga espressamente introdotta la possibilità per il produttore di scegliere autonomamente se autoconsumare tutta o solo una parte dell'energia che produce, anche nella forma di Comunità Energetica, nonché per produrre idrogeno verde, senza perdere diritto all’incentivo che andrebbe riconosciuto sull’energia prodotta e non su quella immessa in rete.

È infatti prevedibile che impianti eolici offshore di grande taglia produrranno energia principalmente in area di Italia con problemi di rete, ed è pertanto auspicabile che tale energia possa essere consumata in loco per produrre idrogeno verde.

17. Tariffa incentivante e PPA (art. 9, comma 4)

L’attuale bozza di decreto prevede per gli impianti di potenza superiore a 250 kW venga applicato un meccanismo a due vie dove il GSE:

• eroga gli incentivi applicando una tariffa premio alla produzione netta immessa in rete qualora la differenza tra la tariffa spettante e il prezzo di mercato dell’energia elettrica sia positiva,
• conguaglia o provvede a richiedere al soggetto titolare gli importi corrispondenti nel caso in cui la differenza tra la tariffa spettante e il prezzo di mercato dell’energia elettrica sia negativa.

Al meccanismo già noto, perché applicato nell’abito del precedente DM 4/7/2019, viene però previsto un meccanismo di calcolo del prezzo di mercato dell’energia di riferimento che prende in considerazione anche l’eventuale energia venduta tramite contrattazione di lungo termine.

L'inclusione della negoziazione di lungo termine costituisce una novità rispetto ai meccanismi di supporto applicati in precedenza ed è pertanto necessario chiarire come verrà applicata la modalità di determinazione dei prezzi dell'energia da decurtare dalla tariffa spettante. Segnaliamo inoltre come gli strumenti attualmente esistenti potrebbero non intercettare effettivamente i prezzi dei PPA (ad esempio la bacheca GME non è al momento operativa e non è chiaro con che tempi potrà essere popolata).

In linea generale, inoltre, l'incentivazione tramite meccanismi a due vie è già una forma di contrattazione a prezzo fisso su lungo periodo che di fatto sterilizza il rischio di prezzo su mercato e pertanto non sembrerebbe incentivare i produttori a siglare contratti di lungo termine. Sarebbe opportuno chiarire se e come si intende incentivare il produttore a siglare contratti di lungo termine piuttosto che valorizzare l'energia nel mercato Spot. Il nuovo sistema, inoltre, nel fornire un’indicazione di prezzi puntuali di contrattazione dell'energia da decurtare dalla tariffa, è di fatto un disincentivo per gli operatori a collocare nel modo più efficiente possibile l'energia sui mercati.

Suggeriamo pertanto di chiarire meglio il meccanismo di calcolo, esplicitandolo anche attraverso un’apposita formula o in subordine di rimuovere tale previsione, riportando il sistema al già noto meccanismo a due vie puro.

18. Tariffa incentivante e prezzi di mercato negativi (art. 9, comma 5)

L’attuale bozza di decreto prevede che l’erogazione degli incentivi sia sospesa nelle ore in cui si registrano, prezzi di mercato pari a zero (o negativi).

Suggeriamo che la disposizione venga rivista per essere in linea con quanto stabilito nei precedenti meccanismi di supporto (art. 6.4 del DM 4/7/2019 e art. 6.4 DM 23/06/2016) che prevedono:

• che la sospensione avvenga solo qualora si registrino prezzi zonali orari pari a zero (o negativi) per un periodo superiore a 6 ore consecutive,
• che il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti sia conseguentemente calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata tale sospensione.

Inoltre, riteniamo che la sospensione, non debba essere considerata nel caso di stipula di contratti a termine ma eventualmente solo nel solo caso di energia venduta spot.

In subordine suggeriamo di eliminare la previsione.

19. Regole operative (art.10, comma 1)

L’attuale bozza di decreto prevede che le nuove regole operative per l’accesso agli incentivi vengano adottate tramite decreto MiTE, su proposta del GSE, entro 30 giorni dalla sua entrata in vigore.

Riteniamo che il processo di pubblicazione delle regole operative più efficace in termini di modalità e tempistiche di adozione sia quello già ampiamente utilizzato per i precedenti meccanismi di sostegno che prevede l’elaborazione delle stesse da parte del GSE, concertate con il MiTE, entro 30 giorni dall’entrata in vigore del decreto.

20. Cumulabilità di incentivi (art.12, comma 2)

L’attuale bozza di decreto prevede che nei casi di cui al comma 1 la tariffa spettante è rimodulata secondo modalità indicate nell’Allegato 1.

Proponiamo che nel comma 2 sia esplicitato che sono i soli contributi in conto capitale di cui alla lettera a) quelli a cui si applica la formula per la rideterminazione della tariffa, rendendo chiaro che i fondi di garanzia e le agevolazioni fiscali restano sempre cumulabili, in coerenza con le precedenti disposizioni incentivanti.

21. Disposizioni finali (art. 14)

Proponiamo di inserire nelle disposizioni finali alcune misure correttive al DM 4/7/2019 riferite alla definizione di impianti idroelettrici ad acqua fluente e a bacino integrando l’art. 22 “Ai fini del presente decreto, del decreto 23 giugno 2016, e del decreto 06.07.2012, gli impianti idroelettrici si classificano a bacino/a serbatoio o ad acqua fluente sulla base dell’effettiva capacità del produttore elettrico di conservare o meno l’apporto idrico per l’utilizzo energetico differito.”

Segnaliamo inoltre che, tenendo conto della necessità contingente di massimizzare la produzione nazionale sarebbe necessario per gli impianti a bioliquidi sostenibili, connessi a siti industriali e operanti con biocombustibile di filiera nazionale garantire un sistema di reintegrazione dei costi sulla base di una redditività definita, considerando il ruolo da essi svolto nel limitare il fabbisogno di gas naturale e nel servire utenze produttive.

Infine, potrebbe essere valutata la possibilità di introdurre una deroga – anche limitata a 2-3 anni - al cap della producibilità degli impianti incentivati in base alla taglia, che come per biomasse o per impianti idroelettrici, per modalità costruttive sarebbero in grado di produrre fino ad un 10-20% in più rispetto alla potenza di targa/nominale. Il sistema proposto, fermo restando il vincolo sulla produzione incentivata, permetterebbe una valorizzazione dell’extra produzione a prezzi di mercato, rendendo da subito disponibile maggiore produzione con beneficio per il sistema Paese senza ulteriori oneri per il sistema.

Tariffe di riferimento e vita utile convenzionale degli impianti (Allegato 1)

L’attuale bozza di decreto prevede un'unica tariffa base per impianti a biomassa solida di potenza nominale non superiore a 300kW pari a 234€/MWh. In considerazione della precedente proposta di considerare le biomasse come categoria distinta dai biogas ed innalzamento della potenza degli impianti a biomassa ammessi a 5MW (Proposta al p.to n.2) si suggerisce l’introduzione di ulteriori fasce di potenza rispetto a quella prevista, applicando il criterio dell’inversa proporzionalità tra la potenza dell’impianto e il livello di incentivazione, secondo il principio di equa remunerazione degli incentivi, come già fatto per le biomasse nel DM 23/06/2016  (impianti con potenza 300kW-1.000kW e tariffa pari a 185€/MWh e da 1.000kW-5.000kW con tariffa pari a 140€/MWh).

 

 

Fonte rinnovabile	Tipologia	Potenza	Vita utile convenzionale degli impianti	Tariffa
		kW	anni	€/MWh
Biomasse	utilizzanti sottoprodotti e prodotti di cui alla tabella 2	1<P≤300	20	234
		300<P≤1000	20	185
		1000<P≤5000	20	140

 

Per gli impianti alimentati a biomasse, di potenza superiore a 300kW, le tariffe come modificate nella tabella proposta, sono ridotte al 5% qualora l’impianto operi in cogenerazione ad alto rendimento. Nel caso in cui si dovesse verificare che il valore del rendimento globale sia inferiore al valore di soglia (η_{globale,unità} < η_{globale,soglia}), si assume che l’unità produca solo una parte dell’energia elettrica/meccanica in regime di cogenerazione (unità virtuale). L’unità virtuale è quella che, dato il calore utile cogenerato (Hchp), produce una quantità di energia elettrica. Echp e consuma una quantità di energia di alimentazione Fchp, tali da conseguire un rendi-mento globale pari al valore di soglia previsto dalla normativa. Ovvero la riduzione del 5% sulla tariffa si applica sulla quota parte di energia elettrica non rientrante in CAR.

L’attuale bozza di decreto inoltre prevede per gli impianti eolici offshore una vita utile convenzionale pari a 20 anni. Suggeriamo di incrementare tale valore a 25 anni, in considerazione del fatto che la vita utile tecnica di tale tecnologia è al momento stimata proprio in 25 anni e si prevede un trend di ulteriore crescita nei prossimi anni.

In riferimento alle tariffe base previste per l’eolico suggeriamo un’ulteriore modulazione, in funzione di specifiche caratteristiche di impianto:  

• Potenza del parco: fattore incrementativo della tariffa base almeno del 5% per parchi di potenza inferiore a 500 MW;
• Profondità dei fondali: fattore incrementativo della tariffa base almeno del 5% per parchi situati in fondali con profondità superiori a 50 metri;
• Distanza dalla costa: fattore incrementativo della tariffa base almeno del 5% per parchi situati dopo le 12 miglia nautiche, con incremento ulteriore di euro 0,5/MWh per km di distanza ulteriore dalle 12 miglia nautiche.

 

Tale sistema incrementale dovrebbe sopperire all’aumento proporzionale dei costi fissi di sviluppo/realizzazione e di costi operativi dovuti principalmente al fattore scala, alla logistica e ai costi di connessione.

L’attuale bozza di decreto prevede per gli impianti geotermici a emissioni nulle, un valore a base d’asta pari a 170 €/MWh. Segnaliamo che tale valore è completamente disallineato con quello previsto dall’ultimo decreto di incentivazione per gli impianti geotermoelettrici ad emissioni nulle (230 €/MWh, art.20 commi 1 e 2 del DM 23/06/2016), rappresentativo degli attuali costi medi di generazione da questa fonte innovativa.

Suggeriamo pertanto che la tariffa incentivante venga adeguata al precedente valore innalzandolo a 230 €/MWh in considerazione:

• degli elevati standard ambientali degli impianti geotermoelettrici innovativi (emissioni di processo nulle e reiniezione totale), che devono essere garantiti tramite l’implementazione di soluzioni innovative, caratterizzate da costi di investimento (superiori ai 10.000 € per MW netto) e di esercizio molto elevati;
• del rischio imprenditoriale intrinseco della tecnologia (rischio minerario, ossia il rischio di reperire dai pozzi fluido geotermico in qualità e/o quantità non idonee), decisamente superiore alla media delle altre FER, presente già nelle prime fasi di ricerca e principalmente in quella di perforazione.

Una eventuale riduzione significativa della tariffa incentivante di riferimento rispetto a quella prevista del suddetto DM 23 giugno 2016 non appare peraltro giustificata in quanto il settore della geotermia tecnologicamente avanzata non ha ancora visto uno sviluppo in Italia e quindi non ha potuto beneficiare di alcun processo di apprendimento né di riduzione dei costi.

Suggeriamo inoltre che tutti le tariffe base siano aggiornate periodicamente per tener conto dell’inflazione.

In ultimo, proponiamo che nell’Allegato 1 venga specificata la regolazione tariffaria applicabile nel caso in cui si realizzino a proprie spese le opere di connessione alla rete elettrica, come già previsto nel DM 23 Giugno 2016 che definiva dei premi aggiuntivi.

22. Calcolo della riduzione tariffaria per gli impianti con un contributo in conto capitale (Allegato 1)

Riteniamo opportuno portare al valore massimo per il parametro F utile al calcolo della riduzione tariffaria per gli impianti ai quali è stato riconosciuto o assegnato un contributo in conto capitale, per tutti gli impianti al 12%. Il valore proposto del 26% per gli impianti diversi rispetto a quelli a biogas e biomasse rischierebbe di portare distorsioni al meccanismo incentivante.

23. Requisiti specifici per l’accesso agli incentivi (Allegato 2)

L’attuale bozza di decreto prevede una serie di requisiti specifici, distinti per tipologia di impianto a cui è subordinata la possibilità di partecipazione alle procedure competitive.

In merito ai requisiti specifici per gli impianti a biogas, suggeriamo di eliminare il requisito della distanza dalla rete metano in bozza fissato a meno di 1,5 km, perché eccessivamente limitante per impianti ubicati all’interno di terreni agricoli, molto spesso decentrati da centri urbani metanizzati.

In merito ai requisiti specifici per gli impianti a biomassa suggeriamo di completare il quadro introducendo la possibilità per gli impianti che hanno raggiunto la fine del periodo incentivante di estendere il periodo di incentivazione stesso.

In merito ai requisiti specifici per gli impianti geotermoelettrici a emissioni nulle chiediamo sia eliminato il vincolo che limita l’accesso alle sole risorse geotermiche ad alta entalpia (temperatura > 150 C°) e con concentrazione di gas in peso sul fluido geotermico > 1%, poiché l’inclusione di risorse a temperatura inferiore e a minor contenuto di gas porterà un contributo efficiente agli obiettivi di decarbonizzazione nazionali. Di contro, appare opportuno specificare che, per tale tipologia di impianto, devono essere rispettati i criteri di reiniezione totale del fluido geotermico nelle stesse formazioni di provenienza, e comunque emissioni di processo nulle, come previsto dal D.Lgs 22/2010.

Preme precisare che maggiori o minori valori di temperatura o percentuali di gas sono una caratteristica specifica del campo geotermico. Gli operatori che hanno l’obiettivo di coltivare le risorse geotermiche mediante impianti a zero emissioni intendono operare sia nei campi cosiddetti a liquido dominante che in quelli a vapore dominante. I campi a liquido dominante (che rappresentano peraltro la maggior parte dei casi nel settore) presentano tipicamente minori quantità di gas (anche inferiori all’1%) ma, di contro, temperature del serbatoio inferiori e quindi necessitano ad esempio di un maggior numero di pozzi; mentre i campi a vapore dominante si avvantaggiano di temperature più elevate e quindi un numero inferiore di pozzi, ma sono caratterizzati da fluidi con percentuali di gas superiori e tipicamente pozzi più profondi.

Non è chiaro, peraltro, perché siano state in bozza previste limitazioni basate sulla temperatura e sul contenuto di gas dei fluidi geotermici, che sono parametri fortemente sito-specifici e che non influiscono sul costo di generazione a parità di performance ambientali.

24. Elenco sottoprodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biomasse (Tabella 2 - Parte A, paragrafo 2)

L’attuale bozza di decreto prevede un elenco non esaustivo dei sottoprodotti utilizzabili, pertanto, suggeriamo di ampliare ricomprendendo almeno:

• tra i sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali anche quelli derivanti dalla lavorazione dell’olio come la sansa, il nocciolino e le acque di vegetazione;
• tra i sottoprodotti provenienti da attività industriali anche quelli derivanti da attività civili estendendo ad almeno:

1. sottoprodotti del trattamento acque quali fanghi di depurazione civili e industriali;
2. scarti della lavorazione industriale.

[1] Art.24, comma 8, DLgs 28/2011 8. Fermo restando quanto stabilito dall'articolo 13 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 in materia di partecipazione al mercato elettrico dell'energia prodotta da fonti rinnovabili, entro il 31 dicembre 2012, sulla base di indirizzi stabiliti dal Ministro dello sviluppo economico, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede a definire prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, per la produzione da impianti a fonti rinnovabili che continuano ad essere eserciti in assenza di incentivi e per i quali, in relazione al perseguimento degli obiettivi di cui all'articolo 3, la salvaguardia della produzione non è assicurata dalla partecipazione al mercato elettrico. A tale scopo, gli indirizzi del Ministro dello sviluppo economico e le conseguenti deliberazioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas mirano ad assicurare l'esercizio economicamente conveniente degli impianti, con particolare riguardo agli impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi, fermo restando, per questi ultimi, il requisito della sostenibilità.

 

Art.5 comma 5, lettera h, del DLgs 8 novembre 2021, n°199 Possono essere previste misure per integrare i ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, a favore di impianti a fonti rinnovabili che continuano ed essere eserciti al termine del periodo di diritto agli incentivi, con particolare riguardo agli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione legati ai costi di approvvigionamento del combustibile, tenendo conto della necessità di contenimento dei costi secondo logiche di efficienza e comunque nel rispetto di un principio di economia circolare e della disciplina in materia di aiuto di Stato.

 

[2] Presentazione Strategia Aste_MiTE.pdf